渤海湾盆地束鹿凹陷“牙刷状”油藏成藏特征与模式.docx

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1、渤海湾盆地束鹿凹陷“牙刷状”油藏成藏特征与模式渤海湾盆地是中国最主要的含油气盆地之一，广泛发育富油气凹陷和区带其中束鹿凹陷就是一个典型的富油气凹陷4o束鹿凹陷具有良好的油气成藏条件5-6,但是其油气勘探程度一直不高，截至2022年，凹陷内部的油气探明程度仅有30% 7,因此束鹿凹陷成为了华北油田增产增储的重要目标之一。华北油田近些年在束鹿凹陷车城油田取得了辉煌的勘探成果，截至2022年，在凹陷南部斜坡带钻探新井192 口，产能达到38.40104t,新增探明地质储量2093104to然而勘探的过程是曲折的，在勘探的前期,许多勘探开发直井钻遇的油层厚度低，资源规模小，油气产量衰减严重，勘探实践与

2、地质认识存在极大的差异，说明以往的地质认识是不全面、不具体的。后来经过详尽的地质分析，认识到研究区“牙刷状”油藏的特殊分布模式，并基于此指导勘探，最终使一个老油田实现了增产增储。在一系列断层控制的断鼻构造中，油层主要沿断棱分布，开发井距油水边界近，油水系统复杂，形成了油层长短不一的“牙刷状”油藏8。束鹿凹陷典型的“牙刷状”油藏剖面图如图1所示。根据新的地质认识，在凹陷内赵76断块的沙河街组二段（Es2）和沙河街组三段（Es3）新增含油面积0. 22km2,新增石油地质储量270. 02104to本文以束鹿凹陷车城油田沙河街组“牙刷状”油藏为研究对象，通过测井、岩心、地震、原油性质、源岩地球化学

3、资料等，从储层条件、隔夹层发育情况、盖层条件、油源条件及油气运移条件5方面，系统地论述了其成藏过程与机制，并构建了其成藏模式，以期更好地总结勘探实践成果，指导未来勘探。图1图1束鹿凹陷赵76断块“牙刷状”油藏成藏模式（I , II, I为油组编号。）Fig. 1Reservoiringpatternof uteeth- brush- shaped” oilpoolsintheZhao76faultblock, ShuluSag1区域地质概况LI地质背景渤海湾盆地是发育在华北克拉通之上的断陷湖相盆地9,盆地面积约为20X104km2,是中国最主要的含油气盆地之一10o束鹿凹陷位于冀中坳陷的南部，

4、其勘探面积约为700km2o束鹿凹陷不同地区发育的油气藏不尽相同，凹陷北段和中段主要发育地层和岩性油气藏。而凹陷中南段的车城油田则主要发育“牙刷状”油藏（图2）。车城油田位于束鹿凹陷中南部，古近系、新近系发育齐全，自下而上可以分为古近系的孔店组、沙河街组、东营组以及新近系的馆陶组、明化镇组和平原组。其中沙河街组三段（沙三段，Es3）与一段（Esl）是研究区最为主要的妙源岩11,同时沙一段发育的一套辫状河三角洲砂岩储层也使得沙河街组成为了中深层勘探的最主要目标之一，而馆陶组和明化镇组发育广泛分布的泥岩可以作为油气的区域性盖层。图2图2束鹿凹陷地理位置与地层特征综合图a.渤海湾盆地构造纲要及束鹿凹

5、陷位置：b.束鹿凹陷构造单元划分及勘探形势；c.束鹿凹陷地层综合柱状图；d.束鹿凹陷油藏剖面（剖面位置见图2b）Fig. 2ComprehensivemapsshowingthegeographicallocationandstratigraphiccharacteristicsoftheShuluSag1.2构造特征束鹿地区共经历了 3期构造运动，分别为早期构造运动（沙河街时期），中期构造运动（东营末期至馆陶初期）及晚期构造运动（明化镇末期）12-14o其中早期构造运动又可细分为2个期次。第一期构造运动主要发生在断陷开始至沙三中、下亚段沉积之前，在这一时期形成的断层较少，多表现为张性断层，断

6、距较大；此外，该期形成的断层对湖盆基底地貌的改变起到了至关重要的作用，形成了古潜山构造,对沙三下亚段的沉积有明显的控制作用。第二期构造运动始于沙三段沉积末期，在沙三上亚段至沙一段沉积期间活动最为强烈，这一时期形成的断层密度大，但断距相对较小，断层的产状浅部陡、深部缓，呈Y字型和反Y字型的断层样式12o中期构造运动是束鹿凹陷以及冀中坳陷在东营末期经历的一次大规模断陷活动，主要发生于东营末期持续至馆陶中期结束13。这一时期形成的断层主要分布在凹陷中心部位，密度大，在凹陷周边断层也有所发育，但密度小,这一期断层性质与第一期断层相近。晚期构造运动发育时期为新近纪以后，此阶段束鹿凹陷整体进入拗陷期，自下

7、而上发育了馆陶组和明化镇组，与前两期构造运动相比整个凹陷断陷活动有所减弱。但在凹陷东部的新河断裂等局部地区断裂活动依然较强14,这一时期的断裂发育局限，仅在凹陷东部边缘的新河断裂地区密度较高，对凹陷内部的构造格局影响甚微，主要为正断层（图3）。图3束鹿凹陷断裂系统划分（剖面位置见图2b）（蓝色为早期构造断层，红色为中期为构造断层，绿色为晚期为构造断层。）Fig. 3FaultsystemdivisionoftheShuluSag(seeFig. 2C- Cforseismicprofiles)2储层特征2.1储层物源物源供给是控制沉积体系展布及储集层分布规律的重要因素之一，物源分析工作在明确物

8、源位置，沉积物搬运路径,砂岩储层展布方向有重要意义15。现阶段，国内外学者共提出了包括沉积展布法、重矿物含量分析法、碎屑成分含量法、同位素测年法、裂变径迹分析法以及地球化学分析法6种方法在内的多种物源分析研究方法15。结合实际情况,本文采用可获取大量原始数据的碎屑成分含量法，对研究区物源供给方向进行分析。碎屑成分含量法原理在于：组成岩石的各矿物组分（主要为石英、长石及岩屑）抗风化侵蚀的能力不同，从而导致随着搬运距离的增加，相对稳定矿物（石英）的含量相对增加，相对不稳定矿物（长石和岩屑）的含量会相对减少。从而通过分析平面上相对稳定矿物与相对不稳定矿物比值的变化规律即可揭示物源供给方向16。由岩屑

9、成分含量在平面的分布规律可知，束鹿凹陷车城油田沙河街组储层具有明显的东北、西北和西南3物源特征。西北物源方向：由车城油田西北部向东南方向，沙河街组储层石英含量呈现明显的增加趋势，至凹陷东部石英含量可达岩石总矿物含量的61%o东北物源方向：由车城油田东北部的晋100井向西南部的晋98井，石英含量由小于50%逐渐增加至60%以上（图4）。东北、西北两物源在车城油田中部晋98井区及晋94井区有弱混合趋势（图4）。除此之外，西南部的晋58井区也存在向东北方向石英含量逐渐增大的趋势，但其展布面积十分局限且稳定性差，仅在沙二段、沙三段有沉积物供给迹象，沙一段则未见明显沉积物供给（图4）。可见，车城油田沙河

10、街组主要物源供给来自于其东北、西北两个方向。图4图4束鹿凹陷车城油田沙河街组储层岩屑成分含量平面分布a沙一段岩屑成分分布特征及物源方向；b.沙二段岩屑成分分布特征及物源方向；c沙三段岩屑成分分布特征及物源方向Fig. 4DistributionoflithiccompositioncontentinreservoirsoftheShahejieFormation , Chechengilfield ,ShuluSag2. 2沉积相特征束鹿地区车城油田沙河街组整体属于三角洲-湖泊相沉积体系，由Es3到Esl三角洲相整体表现为由三角洲平原亚相到前三角洲亚相的演变，其展布方向与物源供给方向高度一致,

11、在3个物源供给方向形成3个展布趋势不同的沉积体系（图5）o西北物源方向沉积物供给最强，其控制的西北沉积体系广泛发育于车城油田中部，西北起于晋古16井区，东南至晋98井区，呈现西北-东南向展布，该沉积体系Es2和Es3主要发育三角洲平原-三角洲前缘亚相，Esl则主要发育前三角洲亚相；东北物源发育稳定但影响范围局限，其控制的东北沉积体系仅在北部晋100井区至束探1H井区范围内发育，该物源在Es2和Es3主要发育三角洲前缘-前三角洲亚相，Esl主要发育前三角洲亚相；西南物源发育不稳定，其控制的西南沉积体系仅在Es2沉积时期对该区域有一定影响（图5）o对于陆相湖盆而言，三角洲平原及前缘亚相通常都具有物

12、性好、厚度大和分布稳定的特点，为优势储层发育的有利相带17。总体而言，车城油田沙河街组储层发育的有利沉积相带主要发育在其中部，呈北西-南东向展布；在其南部及北部也有发育，但发育范围及规模十分局限。图5图5束鹿凹陷车城油田沙河街组沉积相分布a.沙一段；b.沙二段；c.沙三段Fig. 5Sedimentaryfaciesdistributionmapsofeachsub- memberoftheShahejieFormation , Chechengoilfield ,ShuluSag2. 3储层物性及含油气性特征储层是地下贮存油气的重要场所，储集层物性是评价储集层储存油气空间及渗流油气能力的重要

13、指标18。油藏充注的优势储集层物性随埋深增加是不断下降的，这一方面是因为随着埋深成岩作用愈加强烈，储集层整体物性有所下降导致油气优势充注物性也会随之下降；另一方面是因为随着埋深增加油藏出现致密特征，致密油气的赋存也会将油气优势充注物性降低19。束鹿凹陷车城油田沙河街组储层物性随着埋深的增加具有明显下降的趋势，Esl, Es2及Es3储层孔隙度主要分布在15%30%, 10%25%及5%25%,其渗透率主要分布在10 10-3-1000 X 10-3,10 10-3100 10-3 及 1X 10-3100 10-3 m2 （图6）o各亚段油气充注的优势储层物性具有较大差异，Esl层段储层物性与

14、油气频率存在良好的正相关关系，各物性区间内中油气发育频率均比较高，油气主要充注在孔隙度为15%30%,渗透率为1010-3 -1000X 10-3 11 m2的储层之中（图6a, b）； Es2储层整体上呈现出随着物性增强含油气频率逐渐增加的趋势，但在高孔、高渗的物性区间（孔隙度20%、渗透率100X10-3 m2）油气发育频率突然降低。这主要是由于在埋深及压实作用的影响下，高孔、高渗储层发育频率本身就很低，仅为储层总数的10%左右所致（图6d, e）o除此之外，Es2储层整体出现了低孔成藏的特点，在孔隙度小于10%的物性区间有一定比例的油气发育频率（图6d）,但该部分储层渗透率较高，均大于l

15、X10-3um2 （图6e）,为典型的低孔、高渗储层。其油气主要充注在孔隙度10%25%,渗透率10X10-3100X10-3 m2的储层之中（图6d, e）； Es3储层随着物性增强油层发育频率呈现明显先增大后减小的趋势，除了压实作用的影响外，致密油藏的发育也可能是低孔渗储层油气富集程度增强的原因。现阶段，大量学者对致密油气发育的物性界限进行了系统的研究，孔隙度为10%,渗透率为l10-3m2是被大多数学者所接受的致密储层物性下限19o Es3储层在此致密储层物性下限之下出现了一定比例的油藏，但大多数油藏仍于高孔渗的储层成藏，说明该层位处于常规油气与致密油气发育的过渡带上（图6g, h）o与Es2储层相同，Es3储层油气仍主要充注在孔隙度为10%25%、渗透率为1010-310010-3m2的储层之中，但Es3储层低孔渗油层发育频